专家观点：“电-碳”暂不联动，绿证将一文不值？

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近期，生态环境部在完善碳市场建设方面发布了一系列举措，包括新一期温室气体排放核查通知、温室气体自愿减排管理办法和最新CCER方法学等。通过碳市场兑现新能源绿色环境价值本是行业关注的焦点，但令人遗憾的是，生态环境部的系列举措中，新能源算是颗粒无收。大家期盼的 “电-碳”两个市场联动暂告落空，而名噪一时的绿证是否将变得一文不值呢？

我之前发布了多篇资料来介绍绿证绿电，朋友们可以点击下方题目跳转阅读：

《企业碳中和PPT：实施路径与3种绿电模式（附下载）》

《北京电力交易中心PPT：我国绿电市场建设仍有六大问题亟待解决》

《绿证已覆盖全部光伏， 光伏绿证和光伏CCER哪个收益高，如何选择？附绿证干货手册》

01

生态环境部新举措

1. 绿电交易和绿证排除在零排放核算之外

10月14日，生态环境部发布《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》，以规范重点行业企业温室气体排放数据管理。主要内容包括：

（1）增加温室气体报告与核查范围。2023-2025年，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等重点行业，年度温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的重点企业，纳入年度温室气体排放报告与核查工作范围。其中，对于水泥熟料、铝冶炼、钢铁生产形成了专门的企业温室气体排放核算与报告方法。

（2）明确电力消费的碳排放计算方法。使用且未并入市政电网、企业自发自用的非化石能源电量对应的排放量按0计算；通过市场化交易购入使用非化石能源电力的企业，需单独报告该部分电力消费量且提供相关证明材料（包括《绿色电力消费凭证》或直供电力的交易、结算证明，不包括绿色电力证书），对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子进行计算。2022年度全国电网平均碳排放因子为0.5703t CO2/MWh，比上一期电网碳排放因子下降2%。

根据上述内容分析，2003-2005年对除发电外的七大行业提出温室气体报告与核查的要求，是为将七大行业尽快纳入全国碳排放权交易市场做准备，释放了配额市场提速的信号。而其中，水泥熟料、铝冶炼、钢铁生产的核算与报告方法相对成熟，预计将是下一批纳入全国碳排放权市场的行业。

而对于早就引起行业关注的购买绿电、绿证能否不计电力间接排放，通知却淋了一盆冷水。其中对于绿电、绿证的处理又略有不同，尽管绿电、绿证对应的排放量均暂按全国因子计算，但用户可以提供《绿色电力消费凭证》或直供电力的交易、结算证明，来佐证采用市场化交易使用了绿电，这些证明文件来自于绿电交易，表明绿电未来可能纳入零排放核算范围。而对于国家能源局提出的“可再生能源电力生产、消费的唯一凭证”的绿证，却并不考虑在内，可见生态环境部仍将绿电交易放在更高的优先级。

2. 温室气体自愿减排方法学范围

近期，生态环境部发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》和《温室气体自愿减排项目方法学》，正如前期判断，由于CCER的抵扣比例和份额限制，新的方法学加大了对额外性的要求，第一批方法学只支持造林碳汇、光热发电、海上风力发电和红树林营运，常规的陆上风电、光伏被排除在外。

02

绿电环境价值与“电-碳”联动落空

生态环境部近期举措，对于新能源来说可谓“颗粒无收”，也给热衷于研究绿电（绿证）以及“电-碳”联动的学者们泼了一瓢冷水。由于绿电（绿证）市场和碳市场有其新颖性，吸引了大批的学者、专家参与其中。对于利用碳市场推动新能源发展，也产生了大量富有见地、现实可行的建议。当前靴子落地，结果令人错愕不已。可以认为当前情况长期维持下去，碳市场对于促进电力绿色转型的作用将大打折扣。

1. 新能源绿色环境价值的重要意义

在补贴退坡、电力市场不断推进、电力保供压力增长以及新能源消纳难题再现的当下，新能源的绿色环境价值既是为其发展正名的金字招牌，更是助力绿电价值修复的工具，笔者分析过新能源发展当前面临“三座大山”：

一是显著增加的系统成本。由于新能源在功率调节、频率支撑和电压稳定等方面的劣势，带来电网系统成本的增加，新能源也将承担更多诸如调峰、调频辅助服务等系统成本。另一方面，以提升新能源调节性能的名义，各地纷纷要求新能源按比例配置储能，新能源承担了更多的投资成本，但当下并没有很好的机制促进所配储能的有效利用，这进一步增加了新能源的匹配成本。

二是电力市场带来巨大的价格风险。新能源极低边际成本以及不可调节特性，使其在现货市场竞价中相互之间产生“价格踩踏”，也难以在中长期市场中进行价格锁定。所以新能源参与电能量市场，将面临巨大的市场风险。同时，三北各省级行政区降低了最低保障收购小时，大部分地区的保障小时已不及国家发布的一半，这大大加快了这些地区的新能源入市步伐，可能导致新能源在电力市场上的“硬着陆”。

2. “电-碳”联动并不复杂

“电-碳”两个市场联动的核心，在于如何将二氧化碳排放这一外部性转变成化石能源发电的成本，从而凸显可再生能源的优势。碳排放权交易市场发现碳价格，并将其传导至电力市场，以提升绿色电力价格和竞争力是其关键路径。根据欧盟、中国碳市场的不同，“电-碳”市场联动可以总结为两种方式：

一是欧盟模式。发电行业的碳排放配额全部通过有偿拍卖获取，配套自由的电力市场环境，煤电、天然气发电厂在电力市场报价策略中，将在电价中叠加边际碳成本，从而影响电力市场出清顺序，导致机组发电边际成本增加，抬升了电价中枢，从而通过电价的上涨使用电客户为碳排放付费。在该机制下，新能源的绿色价值是因为碳成本导致电价整体上涨实现的，从而自动实现了“电-碳”联动。而终端用户在电价中已为碳排放买单，在终端用户计算碳排放时，不需要计入电力产生的间接排放。

二是中国模式。由于中国碳配额免费获取，无法通过电力市场交易完全反映碳排放成本，所以需要在终端电力消费中计算间接排放。绿电的环境价值将通过以下联动机制实现：如果绿电零碳效果在核算时得到认可，必然导致绿电需求增加，将实现新能源电力在绿电市场上产生溢价。理论上，只要绿电溢价低于对应当量的碳成本，企业仍会优先购买绿电，所以绿电的绿色环境溢价将非常接近对应当量的碳价水平，其传导路径如下图。

随着以欧盟为代表的国际碳边境调节机制的推出，出口企业均需缴纳欧盟碳市场碳价与已承担碳成本的差额，我国加快过渡到有偿配额制，既有国际压力，也是全国碳市场建设的内在需要。但当下，中国不实施全面有偿配额，不会误伤煤电的积极性，符合当前我国的发展现状。在此基础上如果能实现绿电消费不计入终端排放的机制，我国将全社会边际电价提升变成定向支持可再生能源的绿电附加收益，对于促进新能源发展作用显著。

03

当前绿证交易情况梳理

一、绿证全覆盖的提出

8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，将集中式光伏、分布式光伏均纳入绿证覆盖范围。

近日，国家能源局发布《关于可再生能源绿色电力证书核发有关事项的通知》，对上述工作的落实细节，做了具体规定。文件提出：

管理部门：国家能源局新能源和可再生能源司

核发部门：国家能源局电力业务资质管理中心

技术支持：国家可再生能源信息管理中心

二、绿证交易机制前后差异

1. 核发范围变化：

顶层文件印发前

顶层文件印发后

陆上风电、集中式光伏

已建档立卡的全部可再生能源发电项目

2. 采集数据变化

顶层文件印发前

顶层文件印发后

发电企业提供的电量及相关结算证明材料。

以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。

3. 绿证交易变化：

顶层文件印发前

顶层文件印发后

双边协商、挂牌交易

双边协商、挂牌交易、集中竞价

补贴项目绿证收益用于对冲中央财政补贴。

补贴项目中，属于国家保障性收购的，绿证收益等额抵充中央财政补贴或归国家所有；属于市场化交易的，绿证收益在中央财政补贴发放时等额扣减。

4. 绿证应用变化：

顶层文件印发前

顶层文件印发后

绿色电力消费

绿色电力消费、支撑绿电交易、衔接碳市场、推动绿证国际互认。

根据“报告”， 2022年，国内绿证核发约2060万个，同比增长135%：

年份

全国累积绿证核发量（个）

2017

补贴绿证：1317

2018

补贴绿证： 2452

2019

补贴绿证： 2726

2020

补贴绿证： 2783

2021

补贴绿证：2979；

无补贴绿证：644

2022

补贴绿证：3526；

无补贴绿证：2427

三、目前绿证交易情况如何

根据 《 中国可再生能源绿色电力证书发展报告》 显示，补贴绿证累积核发量排名前三分别是：河北、新疆、内蒙古，累积核发量占全国总核发量42%；无补贴绿证累积核发量排名前三分别是黑龙江、吉林、山东，累积核发量占全国总核发量49%。

而交易方面，截至2022年底，国内绿证累积交易1031万个，无补贴项目绿证交易量占比76%。其中，2022年年内绿证交易量969万个，同比增长15.8倍，创历史新高。

绿证购买较大的省份主要分布在华北、华东、华南，累积购买量约597个，约占国内累积交易量的60%。广东、江苏、上海、北京以绿证单独交易为主，均超过本省绿证总购买量的55%；宁夏、吉林、河北、山东、辽宁以绿电交易为主，所购绿电绿证均超过本省绿证总购买量的85%。

2022年，无补贴绿证交易均价约3.8分/千瓦时，绿电交易平均溢价约5分/千瓦时，企业型消费者中，制造业占比68%。

04

光伏绿证三步申领流程

一、项目建档立卡

1、户用自然人光伏发电项目建档立卡

2、发电企业建档立卡

3、能源主管部门及电网企业账号

二、绿证申领

1、运行信息填报

项目并网发电之后，应于每月月底前在信息平台填报上月的运行信息，在项目信息填报中单击项目名称，选择“项目运营”，点击要填报年月对应的“填写”按钮，按照说明填报具体信息，并上传所属项目上月电费结算单、电费结算发票和电费结算银行转账证明扫描件。对于共用升压站的项目，需提供项目间的电量结算发票及其他证明材料。

企业在获取上月项目的结算电量信息后，应在“项目运营”菜单下及时填报上月的运行信息。

月度运行信息填报完成提交后，由信息中心进行审核确认。

2、绿证权属资格登记

已在信息平台注册的国家可再生能源电价附加资金补贴目录内的陆上风电和光伏发电项目（不含分布式光伏发电项目）企业，完成运行信息填报后可以通过信息平台申请证书权属资格，在项目信息填报界面中单击项目名称，并选择“权属资格登记和绿证申领”标签下的“权属资格登记”，在线提交证书权属资格审核所需文件，主要包括企业营业执照、企业法人或授权代理人身份证。登记申请需经信息中心审核通过后方可具备绿证申领资格。绿证权属资格登记审核通过后，无需再次登记。

3、绿证申领

具备绿证申领资格的项目，点击“权属资格登记和绿证申领”标签下的“绿证申领”，可选择已通过月度运行信息审核的月份，进行绿证申领工作。

三、绿证核发：

1、 核发标准：

陆上风电和光伏发电项目（不含分布式光伏发电）按照与电网企业（售电企业或用户）实际结算电量，每MWh（即1000KWh）结算电量对应1个绿证。不足1MWh的电量部分，将结转到次月核发。

2、核发原则：

信息中心及时对企业填报的月度运行信息、绿证权属资格证明文件（企业填报结算单、银行转账单、电费结算发票等）等信息的真实性、准确性进行核实，核实方式包括与电网企业（售电企业）、地方政府、统计机构等单位数据进行复核，抽样现场调查，必要时请第三方机构核查等。

3、核发依据：

电量结算单、电费银行转账凭证、结算发票扫描件。

政策文件支持：《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）

4、绿证转让后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金补贴。

05

绿证与CCER收益比较

一、市场需求

绿证：

从市场需求来看，绿证的需求方主要是外向型企业、出口型企业以及对绿色电力消费有要求的大型央企国企、跨国企业等。

这里要提一下RE100，加入 RE100 的企业必须公开承诺在2050年前100%使用可再生能源，为此需要通过使用绿电或购买绿证来证明产品的低碳生产行为。

据统计，截至2023年4月，全球已有超过 400 家成员参与 RE100 倡议，其中我国也有近百家企业加入。日前获悉：截至今年7月底，国内可再生能源绿色电力证书累计核发量已超1.2亿个。　

CCER：

与绿证相比，CCER的市场需求更强。这一方面是因为CCER可以多次交易流通，只要不被注销，就可以无限次地买卖，金融属性更强；另一方面，被纳入我国碳市场的控排企业可购买CCER作为对碳配额的补充进行履约，且价格波动比较大，更具有投资价值。

同时，由于我国CCER项目的认定和审批工作已于2017年暂停，目前市场中剩余的可流通CCER数量紧张，预计CCER市场交易重启后，短期内将处于供不应求的状态，价格也将随着履约期限的逼近而走高。

二、开发收益

在最终收益的测算上，绿证与CCER也展现出了不同的变现特点。本文以广东省1MW全额上网的光伏发电项目为例，分别粗算一下。

1MW光伏电站绿证开发收益粗算

1、发电量计算

我们以广东省最佳发电倾角年发电小时数1042小时，光伏系统效率80%，光伏组件25年发电衰减率不超过20%进行发电量测算，那么当地1兆瓦光伏电站25年的发电情况如图所示：

计算结果得出，广东1兆瓦光伏电站25年的总发电量可达1846万度，平均年发电量为73.84万度，即738.4MWh。

2、收益计算

在绿证认购平台中，绿证项目类别主要分为补贴绿证和无补贴绿证两种类型。补贴绿证核发范围主要是陆上风电和集中式光伏发电，认购价格不高于补贴价格。不过，补贴绿证在多地处于相对紧缺状态，市场供应主要以无补贴绿证为主。

根据“中国绿色电力证书认购交易平台”的数据，2023年1-8月风电、光伏的无补贴绿证的交易价格集中在30~50元/张，平均交易价格为42.2元/张。

(无补贴绿证2023年1~7月的交易价格  来源于绿证认购平台）

按照1张绿证对应1WMh可再生能源电量，那么上述广东1兆瓦光伏电站平均年发电量738.4MWh，可折算绿电收益为：

738.4MWh*42.2元/kWh≈31160元

结论：在不考虑其他因素的影响下，广东省1MW全额上网的光伏发电项目进行绿证开发，每年约增加31160元的绿色收益。

1MW光伏电站CCER开发收益粗算

相较于绿证收益，光伏电站CCER的开发收益计算则要复杂许多，下面仍以广东省1MW全额上网的光伏发电项目为例：

第一步：

计算减排量

要计算出一座光伏电站开发CCER的收益，首先要算出其实际减排量是多少，而这则由各类项目对应的“方法学”。简单来说，方法学就是核算该项目产生了多少减排量的一套公式、法则。

从现有的228个方法学来看，针对并网型光伏项目的CCER开发，采用的方法学有2个，CM-001-V02，CM-002-V01。其计算公式简单来说就是“项目实际减排量=项目上网电量x组合边际排放因子”。组合边际排放因子CM是由两个因子——OM电量边际排放因子和BM容量边际排放因子按照0.75和0.25的权重组成。那么一座光伏电站CCER减排量计算公式即为：

项目减排量

=光伏项目上网电量x组合边际排放因子

=光伏项目上网电量x（电量边际排放因子OMx0.75+容量边际排放因子BMx0.25）

依据2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子结果，我国各区域电网的电量边际排放因子OM、容量边际排放因子BM，如下图：

以广东所属的南方区域电网为例，其组合边际排放因子即为0.8042*0.75+0.2135*0.25= 0.6565，单位是每兆瓦时电量对应的碳减排量的吨数（tCO2/MWh ），即在南方区域电网，光伏项目每上网1MWh电量，相当于0.6565吨的碳减排量。其他区域可由此类推。

那么在广东地区一座1MW的工商业光伏电站，年均发电量上文已计算得出为为73.84万度，即738.4MWh，其每年所能产生的减排量即为：

738.4MWh*(0.8042*0.75+0.2135*0.25)tCO2/MWh

=738.4MWh x 0.6565tCO2/MWh

=484.7596 tCO2

即广东省1MW全额上网的光伏发电项目，每年可以减少484.76吨的减排量。

第二步：

计算减排收益

根据复旦碳价指数，2023年9月全国碳市场履约使用中国核证自愿减排量（CCER）的买入价格预期为59.74元/吨，卖出价格预期为62.84元/吨，中间价为61.29元/吨。

按62.84元/吨成交价计算，上文举例的广东1MW全额上网的光伏发电项目，每年可以减少484.76吨的减排量。那么其每年可获得的CCER交易收益约为：

484.76吨x62.84元/吨≈30462元

结论：在不考虑其他因素的影响下，广东省1MW全额上网的光伏发电项目进行CCER开发，每年约增加30462元的额外收益。

通过以上计算可知，就目前来看，1MW全额上网的光伏发电项目绿证开发和CCER开发所带来的收益相差并不大。

但值得注意的是，由于绿证的价格波动幅度较小，受市场供需影响微弱，上文所计算的绿证开发收入将是比较稳定的。

而CCER的价格波动幅度较大，受市场供需影响较强，根据《2022年中国碳价调查报告》显示，我国碳价将逐步上升，在2030年之前将达到130元/tCO2e，光伏CCER项目的开发收益未来相对会有更大的提升空间。